組合式堵水技術(shù)在高含水井中的實(shí)踐

【摘要】文章介紹了組合式堵水技術(shù)，針對大孔道高滲透油井高含水問題，創(chuàng)新應(yīng)用暫堵理論來實(shí)現(xiàn)選擇性堵水過程中對富集油層的有效保護(hù)，最大限度發(fā)揮油井產(chǎn)能，現(xiàn)場采用多段塞方式注入，凝膠強(qiáng)度適中，該技術(shù)可較好地實(shí)現(xiàn)對高滲透大孔道水層進(jìn)行有效封堵的同時，防止強(qiáng)凝膠堵劑對非目的油層的堵塞污染，延長堵水有效期，對挖掘老區(qū)高含水井潛力提供了新技術(shù)支持，為 “雙高期”水驅(qū)老油田提高采收率開辟了一條新的途徑。

【關(guān)鍵詞】高含水 組合式堵水 降水增油

興隆臺采油廠興隆臺油田從1971年9月投入開發(fā)，目前老區(qū)已全部進(jìn)入“雙高”期開發(fā)階段后期。針對油井高含水所采取的選擇性化學(xué)堵水技術(shù)已經(jīng)在興隆臺采油廠廣泛應(yīng)用，為解決和消除這種因高強(qiáng)度堵水而引發(fā)的油層次生傷害，從保護(hù)油藏的角度，創(chuàng)新引入暫堵理論，研究了組合式堵水技術(shù)。該技術(shù)可較好地實(shí)現(xiàn)對高滲透大孔道水層進(jìn)行有效封堵的同時，最大限度防止強(qiáng)凝膠堵劑對非目的油層的堵塞污染，充分保護(hù)油井正常產(chǎn)能的釋放，對挖掘老區(qū)高含水井潛力提供了新技術(shù)支持。

1 技術(shù)簡介

1.1 技術(shù)原理

組合式堵水技術(shù)采用多段塞方式注入，施工時，先向地層注入小粒徑油溶性較高的低強(qiáng)度堵水劑，可暫時對中低滲透非目的油層形成有效封堵保護(hù)。隨后，向地層大劑量注入油溶性較低、粒徑較大的高強(qiáng)度堵劑，實(shí)現(xiàn)對高滲透水層的高強(qiáng)度深部封堵。當(dāng)油井恢復(fù)生產(chǎn)后，用于暫時封堵油層的油溶性暫堵層很快會被原油溶解破膠，恢復(fù)非目的油層的滲透能力，油井產(chǎn)能被有效保護(hù)。

1.2 堵水劑特點(diǎn)

堵水劑含有架橋粒子、充填粒子及變形粒子，具有不同粒度級配的水基懸浮液，可在地層孔喉處吸附架橋，充填形成一條滲透率相對較低且有一定強(qiáng)度的暫堵帶，阻止水的流動，開井生產(chǎn)時可被原油逐漸溶解，分散，從而達(dá)到堵水增油目的。

1.3 技術(shù)指標(biāo)

（1）弱凝膠堵水劑。成膠溫度55～70℃，成膠時間2h可調(diào)；使用溫度為50～90℃，礦化度在1000～20000mg/L；凝膠粘度1000～15000mPa.s。

（2）強(qiáng)凝膠堵水劑。成膠溫度55 ～70℃，成膠時間在24 - 36h可調(diào)；使用溫度為60 ～ 130℃；膠體粘度 3×104～7×104mPa. s；封堵率 ≥ 98%。

（3）封口劑。工作液粘度為50 ～100mPa.s，便于施工注入；成膠溫度在50 ～120℃，成膠時間8～72h可調(diào)；耐沖刷能力強(qiáng)，室內(nèi)封堵后的巖心，封堵率達(dá)93%以上。

2 堵劑的研究及性能評價

2.1 堵水劑的研制

2.1.1 基本配方

在室內(nèi)，選用熱塑性油溶性聚合物、油溶性纖維、芳香烴類樹脂等為主要原料并添加水溶性高分子聚合物、酸溶性纖維、表面活性劑、交聯(lián)劑及無機(jī)材料等經(jīng)特殊加工方法制得一種新型選擇性陽離子堵水劑PA。

2.1.2 PA系列堵劑的性能

PA-1和PA-2堵劑對水相均具有較好的封堵作用，PA-1對水相的封堵率大于85%，PA-2對水相的封堵率大于95%；但PA-1和PA-2對油相的封堵作用差異較大，PA-1對油相的封堵率小于10%，而PA-2對油相的封堵率達(dá)80%左右。這是由于PA-1的油溶率較高，而PA-2的油溶率較低，因而在選擇性堵水施工中，可先擠入PA-1 保護(hù)低滲透油層，再擠入PA-2封堵高滲透水層，達(dá)到選擇性堵水的效果。

2.2 堵劑的性能評價2.2.1 巖心封堵實(shí)驗(yàn)

在溫度為50℃的條件下，進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)，巖心用地層水飽和，用PA系列堵水劑驅(qū)替，在50℃恒溫8h，其封堵率為90%以上。

2.2.2 巖心滲透率恢復(fù)值

對上述1、2號巖心，用馬20塊原油飽和，擠入PA系列選擇性堵水劑后，在50℃恒溫8h，再用原油驅(qū)替，驅(qū)替速度為0.5mL/ min，測定滲透率，計(jì)算出巖心滲透率恢復(fù)值。巖心驅(qū)替2h后，滲透率恢復(fù)值達(dá)97%以上。結(jié)論是該堵水劑對出油通道不會產(chǎn)生堵塞。

3 選井實(shí)施條件及施工工藝

3.1 選井實(shí)施條件

選井條件：適用于砂巖油藏；油層深度在1000～2500m，溫度在40～85℃間；有一定油層厚度，發(fā)育較好、滲透性較高，具有較好的吸水能力；油井含水較高、層間差異大、干擾嚴(yán)重；有一定剩余含油厚度，有明顯潛力層的油井。

3.2 組合式選擇性堵水注入施工工藝

先在高壓大排量下注入PA-1堵劑，這時堵劑會同時進(jìn)入高低滲透水層和油層，并對低滲透油層實(shí)行保護(hù)作用；在較低壓力和排量下注入PA-2堵劑，使大部分PA-2堵劑進(jìn)入高滲透水層，實(shí)現(xiàn)對高滲透水層的有效封堵；關(guān)井反應(yīng)三天，這時進(jìn)入低滲透油層的 PA-1堵劑會逐步被油流溶解分散自動解堵；進(jìn)入高滲透水層的PA-2堵劑會逐步發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)形成很強(qiáng)的堵水段塞。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2011年在馬20塊現(xiàn)場試驗(yàn)7口井，措施施工成功率100%，日產(chǎn)油從7.1噸增加到30.2t，單井日增油曾一度高達(dá)4t，較堵水前平均含水下降11.6%，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)翻番的好效果。截止2012年3月底措施累增油2532t，累增氣681.192千方，累降水4962.5方。投入資金132.2694萬元，技術(shù)創(chuàng)新成果凈現(xiàn)值193.34萬元，目前投入產(chǎn)出比1∶1.5。

2011年9月實(shí)施組合式堵水措施，見到較好降水增油效果。日增油3.5t，日降水13.2方，累計(jì)生產(chǎn)190d，目前增油579t，繼續(xù)有效，增產(chǎn)幅度增大，有效期延長了，取得較好降水增油效果。

5 結(jié)論

（1）利用一定粒徑顆粒在高滲層和低滲層內(nèi)的不同滲透率降低機(jī)理，可以使低滲非目的層表面快速形成堵塞，從而可以避免或減小堵劑注入過程中對其造成的傷害，便于快速有效恢復(fù)油井產(chǎn)能，這一暫堵式保護(hù)油藏的技術(shù)思路具有一定創(chuàng)新性。

（2）針對興隆臺采油廠一些大孔道高滲透非均質(zhì)油藏開發(fā)過程存在油井高含水問題，創(chuàng)新應(yīng)用暫堵理論來實(shí)現(xiàn)選擇性堵水過程中對富集油層的有效保護(hù)，最大限度發(fā)揮油井產(chǎn)能，在馬20塊現(xiàn)場試驗(yàn)取得較好的“增油降水”效果，為興隆臺采油廠“雙高期”水驅(qū)老油田提高采收率開辟了一條新的途徑。

參考文獻(xiàn)

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作者簡介

王東（1970-），男，畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）石油工程專業(yè)，、現(xiàn)在中油遼河油田公司興隆臺采油廠工藝研究所工作。